The 8 references with contexts in paper Yu. Vaganov V., A. Yagafarov K., Sh. Arsan A., Юрий Ваганов Владимирович, Алик Ягафаров Каюмович, Шадн Арсан Асанович (2016) “ИЗМЕНЕНИЕ МОЛЕКУЛЯРНОЙ ПРИРОДЫ ПОВЕРХНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИСЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ НИЗКОНАПОРНЫХ ГАЗОВ // MODIFICATIONOFMOLECULARSTRUCTURE ON RESERVOIR SURFACE WHILE LOW-PRESSURE GASES CENOMANIAN DEPOSITS EXPLOITATION” / spz:neicon:tumnig:y:2016:i:3:p:38-44

1
Мирзаджанзаде А. Х., Кузнецов О. Л., Басниев К. С., Алиев З. С. Основы технологии добычи газа.–М.: Недра, 2003.–880с.
Total in-text references: 3
  1. In-text reference with the coordinate start=3342
    Prefix
    При этом скорость потока газа, с позиций выноса жидкости и песка с забоя скважины, а также минимальной коррозии технологического оборудования, необходимо поддерживать на уровне не менее 5 м/с, однако при этом требуются соответствующие, сравнительно большие диаметры обсадных колонн и фонтанных труб (Dобс= 0,219 м,dнкт= 0,168 м)
    Exact
    [1]
    Suffix
    . К примеру, технологический режим эксплуатации скважин на Вынгапуровском месторождении не позволяет поддерживать скорость на указанном уровне (средняя величина скорости потока газа составляет 4,1 м/с), что приводит к накоплению на забое жидкости, и вызывает «самозадавливание» скважин.

  2. In-text reference with the coordinate start=9785
    Prefix
    проницаемость для воды в пределах всей зоны стремится к нулю, тогда как на верхней газонасыщенность достигает своего максимального значения (kг = 0,57), и при соблюдении правильной технологии отбора из этой зоны возможно получениепритоков газа. С другой стороны, согласно методике определения предельного безводного дебита скважины (Qпб), описанной в работе
    Exact
    [1]
    Suffix
    , чем меньше степень вскрытия продуктивного пласта (h/)и чем больше при этом величина допустимой депрессии на пласт, тем меньше предельно безводный дебит скважины. С увеличением степени вскрытия пласта предельно безводный дебит скважины резко растет до величины h/≥ 0,5.

  3. In-text reference with the coordinate start=10298
    Prefix
    С увеличением степени вскрытия пласта предельно безводный дебит скважины резко растет до величины h/≥ 0,5.Затем, по мере увеличения степени вскрытия до 1,предельно безводный дебит начинает интенсивно падать, при этом влияние допустимой депрессии на пласт становится определяющимв процессе обводнения продукции скважины
    Exact
    [1]
    Suffix
    :          Рдоп2..0,1/плз допплз допввгрРРРРh hg  ,(1) гдеΔР2—допустимая депрессия на пласт при наличии подошвенной воды, МПа; η—высота столба жидкости, обеспечивающая давление 0,1 МПа, м;h—толщина пласта, м;hв—вскрытая толщина пласта, м.

2
Ваганов Ю. В. Разработка и совершенствование технологий расконсервации и освоения газовых скважин в сложных климатических условиях Крайнего Севера Западно-Сибирского ТЭК:автореф. дис ... канд. техн. наук: 25.00.15.–Тюмень, 2008.–24 с.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=4061
    Prefix
    данных скважин имеет эпизодический характер и нестабильный технологический режим, что в условиях заключительной стадии разработки залежи отрицательно сказывается на динамике пластового давления. Следовательно, подъем ГВК, образование песчаных пробок в призабойной зоне являются процессами взаимосвязанными и их следует рассматривать как единую систему
    Exact
    [2]
    Suffix
    . С другой стороны,основным негативным моментом внедрения пластовой воды является «защемление» (образование водных барьеров) запасов газа, только по Вынгапуровскому месторождению величина защемленных запасов по модельным расчетам составляет 7,8 млрд м3, или 2 % от начальных запасов [3].

3
Колмаков А. В., Кротов П. С., Кононов А. В. Технологии разработки сеноманских залежей низконапорного газа .–СПб.: Недра, 2012.–176 с.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=4357
    Prefix
    С другой стороны,основным негативным моментом внедрения пластовой воды является «защемление» (образование водных барьеров) запасов газа, только по Вынгапуровскому месторождению величина защемленных запасов по модельным расчетам составляет 7,8 млрд м3, или 2 % от начальных запасов
    Exact
    [3]
    Suffix
    . В связи с этим,сохранение числа добывающих скважин является важным для поддержания площади дренирования и объемов дренируемых запасов свободного газа, а сокращение действующего фонда ведет к ухудшению отработки залежи и снижению конечной газоотдачи.

4
Ваганов Ю. В. Применение кремнийорганических соединений при ремонтно-изоляционных работах на месторождениях Западной Сибири / Ю. В. Ваганов, А. К. Ягафаров, И. И. Клещенко, Э. Ш. Мамедкаримов, О. С. Голубева // Наука и ТЭК.–2012.–No 4.–С. 54-56.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=5106
    Prefix
    Эффективность технологий ограничения водопритоков и повышение продуктивности скважин по газу определяется тем, насколько выбранный механизм их реализации соответствует механизму возникновения водопроявлений
    Exact
    [4]
    Suffix
    . В природных породах-коллекторах присутствует прочносвязанная (адсорбированная), рыхлосвязанная (вода диффузных слоев) и свободная вода. Такое деление справедливо для артезианских бассейнов при наличии в пласте однородной жидкости—пластовой воды.

5
Пересчет запасов свободного газа в сеноманской залежи Ямбургского месторождения Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области по состоянию на 1.II. 1983 г. Тюмень 1983 г. Протокол No 9284 заседания государственной комиссии по запасам полезных ископаемых при совете министров СССР (ГКЗ СССР) от 19.08.1983 г.
Total in-text references: 4
  1. In-text reference with the coordinate start=5890
    Prefix
    С целью определения характера водонасыщенности по высоте сеноманской залежи были проанализированы результаты испытания разведочныхскважин на Ямбургском месторождении, на этапе поиска залежей углеводородов
    Exact
    [5]
    Suffix
    . По методике,изложенной в работе [6, 7],изучалось распределение коэффициента газонасыщенности (kг), как наиболее коррелируемого с фазовой проницаемостью по несмачивающей жидкости, в зависимости от абсолютной глубины залегания пластов (или удаления по вертикали пласта от отметки ГВК) по всем скважинам месторождения.

  2. In-text reference with the coordinate start=6248
    Prefix
    По методике,изложенной в работе [6, 7],изучалось распределение коэффициента газонасыщенности (kг), как наиболее коррелируемого с фазовой проницаемостью по несмачивающей жидкости, в зависимости от абсолютной глубины залегания пластов (или удаления по вертикали пласта от отметки ГВК) по всем скважинам месторождения. При этом в работе
    Exact
    [5]
    Suffix
    выделяется две самостоятельные зоны—предельного газонасыщения и слабогазонасыщенная. Границей раздела между предельно-и слабогазонасыщенными коллекторами является ГВК1, а ГВК2—граница между слабогазонасыщенными и явно водонасыщенными коллекторами.

  3. In-text reference with the coordinate start=6824
    Prefix
    Что подтверждает наличие обширной зоны со слабым газонасыщением под гигантскими газовыми залежами, впервые это явление было отмечено на примере Уренгойского месторождения Салмановым Ф.К. в 80-х годах прошлого столетия. При подсчете запасов газа в сеноманской залежи (в зоне до ГВК1), в работе
    Exact
    [5]
    Suffix
    , коэффициент газонасыщенности (kг) был принят равным0,75, а в зоне слабого газонасыщения (впервые рассматривается как подсчетный объект) принят равным 0,47, что близко к критической газонасыщенности коллекторов, когда вода при малых градиентах давления обладает только капиллярной подвижностью(рис. 1).

  4. In-text reference with the coordinate start=7824
    Prefix
    в сеноманской залежи Ямбургского месторождениябыло принято,положение ГВК при эксплуатации залежи проводить по границе между зонами с безводной фильтрации и совместной фильтрации газа и воды (положение ГВК1), в этом случае извлекаемые запасы газа составили 5479,8 млрд м3, при этом запасы слабогазонасыщенной зоны не были учтены в количестве,равном 1010,8 млрд м3
    Exact
    [5]
    Suffix
    . В связи с наличием значительных запасов газа,находящихся в переходной зоне сеноманской залежи, наибольший интерес представляет слабогазонасыщенная (недонасыщения) зона продуктивного пласта, условная толщина которой составляет 20 м, как с позиций прироста запасов газа, так и схожестисостояния залежи в современных условиях разработки месторождения на завершающей стадии эксп

6
Клещенко И. И. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: уч.пособ. / И. И. Клещенко, Г. П. Зозуля, А. К. Ягафаров.–Тюмень: ТюмГНГУ, 2010.–344 с.
Total in-text references: 2
  1. In-text reference with the coordinate start=5931
    Prefix
    С целью определения характера водонасыщенности по высоте сеноманской залежи были проанализированы результаты испытания разведочныхскважин на Ямбургском месторождении, на этапе поиска залежей углеводородов [5]. По методике,изложенной в работе
    Exact
    [6, 7]
    Suffix
    ,изучалось распределение коэффициента газонасыщенности (kг), как наиболее коррелируемого с фазовой проницаемостью по несмачивающей жидкости, в зависимости от абсолютной глубины залегания пластов (или удаления по вертикали пласта от отметки ГВК) по всем скважинам месторождения.

  2. In-text reference with the coordinate start=12714
    Prefix
    в поровом пространстве коллекторов формируется не на твердой поверхности, а на тонком слое воды (твердая поверхность—слой воды—полимерная пленка).При длительной эксплуатации скважины, за счет возникающих знакопеременных колебаний,этоприводит к разрушению образованного водонепроницаемого экрана, и скважина начинает работать в режиме высокой обводненности продукции
    Exact
    [6]
    Suffix
    . В связи сэтим, при эксплуатации низконапорных газов из слабогазонасыщенной (недонасыщенной) зоны продуктивного пласта, а также при разработке сеноманской газовой залежи на завершающей стадии эксплуатации, требуется изменение подхода к проведению водоизоляционных работ, с обязательным сохранением газонасыщенной толщины продуктивного пласта.

7
Ягафаров А. К., Клещенко И. И., Пешков В. Е. Эффективность методов воздействия на призабойную зону пластов при поисках и разведке нефти и газа в Западной Сибири (на примере Среднеобской нефтегазоносной области): Обзор: геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа.–М.: ВИЭМС, 1984.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=5931
    Prefix
    С целью определения характера водонасыщенности по высоте сеноманской залежи были проанализированы результаты испытания разведочныхскважин на Ямбургском месторождении, на этапе поиска залежей углеводородов [5]. По методике,изложенной в работе
    Exact
    [6, 7]
    Suffix
    ,изучалось распределение коэффициента газонасыщенности (kг), как наиболее коррелируемого с фазовой проницаемостью по несмачивающей жидкости, в зависимости от абсолютной глубины залегания пластов (или удаления по вертикали пласта от отметки ГВК) по всем скважинам месторождения.

8
Пащенко А. А., ВоронковМ. Г., Михайленко Л. А., Круглицкая В. Я., Ласская Е. А. Гидрофобизация.–Киев: Наукова думка, 1973.–240 с. Сведения об авторахInformation about the authors Ваганов Юрий Владимирович, к. т. н., доцент кафедры бурения нефтяных и газовых
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=15111
    Prefix
    Кроме того, на поверхностях, покрытых гидрофобизующим ориентированным адсорбционным слоем, резко увеличивается гистерезис смачивания, что еще больше понижает смачивание таких поверхностей
    Exact
    [8]
    Suffix
    . С другой стороны,строение продуктивной толщи сеноманской газовой залежи представлено чередованием преимущественно песчаных алеврито-глинистых пачек и пластов различной толщины. В разрезе преобладают песчано-алевролитовые породы (60–90 %) различных кондиций, различаемые по проницаемости от 0,001 до 7 мкм и открытой пористости от 22 до 44 %.